莫北2井区侏罗系三工河组油层储层特征研究

准格尔盆地是中国西部最具潜力的含油气盆地之一。莫北油气田于1998年2月发现莫北2井,经过10余年的勘探开发,现已成为准格尔盆地最具潜力的油田之一。随着油气资源开发的逐渐深入,需要更深入了解该研究区的储层特征。为此,笔者对莫北2井区三工河组油层储层特征进行了研究。

1 区域地质概况

莫北油田位于准噶尔盆地腹部莫北凸起上,莫北凸起为北东～南西向展布的长条状凹中隆起,其北与陆南凸起相接,南与莫索湾凸起相连,东西两侧分别为准噶尔盆地2大生油凹陷(东道海子北凹陷和盆一井西凹陷)。莫北油田具有两面临凹的特点,构造位置非常有利 (见图1)。莫北2井区三工河组油藏所在圈闭为莫北2井西2号断裂、莫北2东断裂及莫北6井西断裂夹持所形成的断块圈闭。

目的层三工河组为一套辫状河三角洲沉积体[1-3],总体显示为细-粗-细的沉积特征,自下而上可分为J1 s1、J1s2和J1 s3岩性段,其中J1s2段为目前已开发的油层段。在油层对比和划分的基础上,将J1s2段分为J1s12和J1s22砂层组。

图1 莫北油田莫北2井区地理位置图

2 沉积特征

研究区J1 s2段砂体主要属于辫状河三角洲前缘砂体[4](见图2),由于河道的频繁摆动,砂体单层厚度小,层数较多。研究表明,J1 s2段发育水下分流河道、河口沙坝、远砂坝、支流间湾和前三角洲泥5个沉积微相[5],其中水下分流河道和河口沙坝成为油气藏的主要储层相带。

图2 莫北2单井沉积相综合柱状图

莫北地区三工河组沉积相特征如下:J1 s1和J1 s3主要由灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩及炭质泥岩组成,具低电阻率、高伽马值电性特征,为非储层。研究层段J1s2主要由褐灰色、灰色砂砾岩、含砾不等粒砂岩、中细砂岩及中粗砂岩组成。沉积微相以水下分流河道及河口砂坝为主,局部夹有支流间湾沉积。整个三工河组反映了一套较为完整的前三角洲-辫状三角洲前缘-前三角洲沉积相序,表现出湖退-湖侵的过程。

3 岩石学特征

莫北地区J1 s2段储层岩性主要为长石质岩屑砂岩,其次为岩屑砂岩。砂岩中石英含量22.7%～42.0%,平均 32.5%;长石含量 17.1%～30.4%,平均 22.3%;岩屑以凝灰岩为主 (36.1%～58.0%,平均45.2%),其次为霏细岩、硅质岩、千枚岩、石英岩及安山岩等。碎屑颗粒以次圆状为主,其次为次棱角状和次棱角～次圆状,分选好～中等。杂基含量1%～6%,平均2.7%,以高岭石为主,其次为绿泥石及水云母。胶结物含量2%～6.0%,平均3.3%,主要为方解石,其次为硅质等。胶结类型以压嵌型为主,其次为孔隙～压嵌型。颗粒接触方式主要为线接触,其次为点～线接触。

用稳定矿物 (石英)与不稳定矿物 (岩屑+长石)含量之比来衡量研究区的岩石成分和结构成熟度为0.55,表明该区岩石成分和结构成熟度为中等偏低,说明了该区具有沉积速度快的特点,同时也反映其沉积物母岩成分复杂、物源频繁变化的特点。

4 储层物性特征

据常规物性分析资料,岩心物性分析孔隙度分布范围为2.30%～19.40%,平均11.93%;渗透率分布范围为 (0.03～58.20)×10-3μm2,平均1.82×10-3μm2。油层孔隙度分布范围为11.20%～19.40%,平均13.57%;渗透率分布范围为 (0.12～58.20)×10-3μm2,平均3.19×10-3μm2。研究层段砂岩总体物性属中-低孔、低-特低渗储集层。

5 孔隙类型和结构特征

5.1 孔隙类型

根据该区J1 s2段储层铸体薄片分析,储层孔隙类型以原生孔隙中粒间孔为主 (30.0%～84.5%,平均51.7%)(见图3),其次为次生孔隙中粒间溶孔 (10.0%～55.0%,平均41.3%)(见图4),少量粒内溶孔 (0.5%～24.0%,平均5.3%)和基质溶孔 (0.5%～1.0%,平均0.8%)。

图4 粒间溶孔

图3 原生粒间孔

5.2 毛管压力曲线及孔喉分布特征

莫北油气田三工河组二段砂体储层属中-低孔、低-特低渗储集层,储层的毛管压力普遍偏高。根据毛管压力曲线歪度和分选性,参考其他特征参数,可将毛管压力曲线分成3种类型 (见图5),具体内容如下:①Ⅰ类。偏细歪度,分选中等,分选系数2.90～3.26,平均3.08。孔喉组合主要以中孔细喉道为主,孔隙相互连通。排驱压力平均 0.085MPa;最大孔喉半径分布于 8.74～13.9μm,平均10.6μm;中值压力分布于0.54～6.19MPa,平均3.29MPa。中值半径分布于0.12～1.36μm,平均0.57μm。②Ⅱ类。细歪度,分选较差。分选系数2.30～2.66,平均2.48。孔喉组合主要以小孔细喉道为主,孔隙相互连通。排驱压力平均0.22MPa;最大孔喉半径分布于2.87～4.03μm,平均3.45μm;中值压力分布于4.99～5.17MPa,平均5.08MPa。中值半径分布于0.14～0.15μm,平均0.145μm。③Ⅲ类。细歪度,分选差。分选系数1.35～1.95,平均1.72。孔喉组合主要以小孔特细喉道为主,孔隙相互连通差。排驱压力平均0.874MPa;最大孔喉半径分布于0.53～1.32μm,平均0.963μm;中值压力分布于7.42～10.2MPa,平均8.97MPa。中值半径分布于0.07～0.10μm,平均0.082μm。

图5 莫北2井区J1 s2段储层典型毛管压力曲线

6 结 论

1)该研究区储层由多期辫状河道快速堆积而成,砂体具有砂体单层厚度小、层数较多的特征,水下分流河道和河口砂坝为油气有利储集场所。

2)该研究区储层主要为长石质岩屑砂岩,杂基以高岭石为主,胶结物主要为方解石,具有成分和结构成熟度中等偏低的特征。

3)储层物性具有孔隙度中-低等、渗透率低-特低的特点,因而该研究区储层属中-低孔、低-特低渗储层。

4)储层孔隙类型主要发育原生粒间孔和次生粒间溶孔。毛管压力曲线形态为偏细-细歪度,孔喉分选中-差。

[1]赵澄林.沉积学原理 [M].北京:石油工业出版社,2001.

[2]赵澄林.储层沉积学 [M].北京:石油工业出版社,1998.

[3]于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学 [M].北京:石油工业出版社,2002.

[4]赵建章,李双文,刘洛夫,等.准噶尔盆地莫北凸起三工河组砂体成因及组合类型 [J].新疆石油地质,2007,28(5):572-575.

[5]李双文,刘洛夫,张有平,等.准噶尔盆地莫北凸起侏罗系三工河组沉积演化及微相构成 [J].沉积学报,2006,24(6):819-828.